Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2033» (МП 1151-9-2020)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им.Д.И.МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

УТВЕРЖДАЮ

по развитию

Тайбинский

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2033

Методика поверки

МП 1151-9-2020

тдела НИО-9 ___К.А. Левин (843)272-01-91

Казань

2020

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой при учетных операциях между ООО «МНКТ» и НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть».

Поверку СИКНП проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или в фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки. Фактический диапазон расхода не может превышать указанного в описании типа.

Если очередной срок поверки средств измерений из состава СИКНС наступает до очередного срока поверки СИКНС, поверяется только это средство измерений, при этом поверку СИКНС не проводят.

Интервал между поверками - один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Операции при поверке

• 2.1  Основные средства поверки системы

  • 2.1.1  Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07.02.2018 г. №256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки счетчиков-расходомеров массовых, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений.

  • 2.1.2  При осуществлении поверки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, применяются средства поверки, указанные в их описании типа.

  • 2.1.3  Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

  • 2.1.4  Все применяемые эталоны должны быть поверены или аттестованы и зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

— Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее - НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти сырой.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой

среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ. входящих в состав системы.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав системы четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.2 Проверка соответствия ПО системы

  • 6.2.1 Идентификационные данные автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора отображены на информационном табло, расположенном в правом нижнем углу мнемосхемы АРМ «Сфера».

  • 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО контроллеров измерительновычислительных OMNI-6000 (основной/резервный):

Для определения идентификационных данных необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для обоих контроллеров (основного и резервного).

С помощью кнопок на передней панели контроллера перейти из главного меню в меню «System settings», затем «Module S-ware И-ware». На экране контроллера появится меню, в котором указаны номер версии и контрольная сумма CRC-16 флэш-памяти контроллера, хранящей операционную систему.

• 6.2.3 Идентификационные данные ПО программного комплекса автоматизированного рабочего места оператора (АРМ «Сфера») отображены на информационном табло, расположенном в правом нижнем углу мнемосхемы АРМ «Сфера».

• 6.2.4 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.3.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.3.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти сырой.

• 6.4 Определение метрологических характеристик

6.4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа.

Периодичность поверки СИ, входящих в состав СИКНС в соответствии с документами на методики поверки.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

За погрешность измерений массы сырой нефти при прямом методе динамических измерений принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0,25% для рабочих СРМ, ±0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Д,.%:

  = ±1,1

  1	Г     Y			у		(	X
  ЗМ2 +	Д^сг	+			+		джв
  	1 О |-1 _		W 1 _ РГ			W 1_2Гв_ 1 юо J
  			к	100 J

  2

  , ди\,_с²±д^_мп² ft

  I 100 J

  (1)

относительная погрешность измерений массы сырой нефти СРМ, %; абсолютная погрешность измерений массовой доли свободного газа, %; абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа, %; абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %; абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %; абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли свободного газа ИИсг, %, вычисляют по формуле

абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %;

Абсолютную погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти /ПГлг, %, вычисляют по формуле

(5)

где &(р_хс ~ абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

Абсолютные погрешности измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти и массовой доли воды в испытательной лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего параметра абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

_х a/r² - г²-0,5 " >/2

где R - предел воспроизводимости метода определения параметра;

г - предел сходимости метода определения показателей параметра.

Значения R и Г приведены в ГОСТ 6370-83, ГОСТ 21534-76, ГОСТ 2477-2014.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости.

Систему считают выдержавшей испытания, если:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %:

при определении массовой доли воды по результатам измерений поточного влагомера при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %:                ± 0,35 %.

при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014:

• - при содержании объемной доли воды в сырой нефти до 2 %:           ± 0,35 %;

• - при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 2 % до 5 %: ± 0.58 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

7